En la comparaciĆ³n interanual, el ajuste es todavĆa mayor: -47,4% respecto a los 104,43 ā¬/MWh de hace un aƱo. El tirĆ³n de la eĆ³lica y la fotovoltaica ha aliviado los precios, pese a la indisponibilidad simultĆ”nea de tres nucleares por mantenimientos.
QuƩ estƔ tirando los precios hacia abajo
Las borrascas han disparado la producciĆ³n eĆ³lica, que se sitĆŗa un 17% por encima de la media de los Ćŗltimos cinco aƱos y lidera el sistema con un 33% del mix elĆ©ctrico.
La fotovoltaica tambiĆ©n ha sorprendido en un mes de menor irradiaciĆ³n: marcĆ³ rĆ©cord de generaciĆ³n en noviembre con un avance del 24,2% interanual, impulsada por la conexiĆ³n de mĆ”s de 7.200 MW de nueva potencia en lo que va de 2025.
En conjunto, la solar aportĆ³ el 14,3% del total y, en las horas centrales, superĆ³ el 40%, empujando los precios a la baja hasta situarlos cerca de 25 ā¬/MWh en esas franjas.
AsĆ se han movido los precios diarios
Con viento abundante, el mercado diario llegĆ³ a marcar en torno a 30 ā¬/MWh, niveles poco frecuentes para esta Ć©poca del aƱo.
Cuando afloja el recurso eĆ³lico y solar, aumenta el recurso a los ciclos combinados, lo que ha llevado puntualmente el precio por encima de 100 ā¬/MWh.
Demanda, generaciĆ³n y flujos internacionales
La demanda elĆ©ctrica nacional avanza alrededor de un 2% en lo que va de mes, mientras que la generaciĆ³n crece cerca de un 5,5%.
Esta diferencia se explica por el aumento de las exportaciones a Portugal, motivado por la fuerte caĆda de la producciĆ³n hidrĆ”ulica en el paĆs luso, que ha importado mĆ”s energĆa desde el sistema espaƱol.
Paradas nucleares y riesgo de sobrecapacidad
Cofrentes, VandellĆ³s II y Almaraz II permanecieron desacopladas por paradas programadas durante buena parte de la primera mitad del mes, lo que redujo la generaciĆ³n nuclear.
De haber estado operativas, la combinaciĆ³n de nuclear y renovables habrĆa generado excedentes todavĆa mayores, sobre todo en horas solares, y los precios podrĆan haberse acercado a cero.
ASE seƱala que este riesgo de sobrecapacidad ya asoma en ciertos intervalos horarios y serĆ” un factor a seguir con lupa en los prĆ³ximos aƱos.
Claves a vigilar en las prĆ³ximas semanas
La evoluciĆ³n del tiempo, el precio del gas y el calendario de mantenimientos marcarĆ”n la senda del mercado a corto plazo.
TambiƩn influirƔn la demanda regional y los intercambios con Francia y Portugal, que pueden modular el equilibrio del sistema ibƩrico.
Noviembre deja un precio medio cercano a 55 ā¬/MWh y una bajada del 27%, impulsada por eĆ³lica y solar, con mayor salida de energĆa hacia Portugal y seƱales de tensiones puntuales de sobrecapacidad pese a las paradas nucleares programadas.
